塔河油田含氮天然氣回注安全性及經濟性研究

馬國光 尹晨陽 何金蓬 熊好羽 姚麗蓉

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院

塔河油田為典型的縫洞型油藏，富集大量剩余油，注氮氣能有效地提高這部分剩余油的采出程度，應用前景廣闊[1]。注氮開采提高原油采收率在塔河油田取得了較好的效果，已累計實施單井注氮265口，累計注氮量24 432×104m3。但隨著注氮規模的擴大，采出天然氣中氮氣含量將持續上升，引起天然氣熱值不達標。目前，塔河油田采出天然氣中氮氣體積分數為20%左右，其高位發熱量僅為28.56 MJ/m3，低于GB/T 17820-2018《天然氣》的二類天然氣高位發熱量31.4 MJ/m3的標準,預期天然氣含氮量將逐年升高。因此，將高含氮天然氣回注到地層提高原油采收率，是將來處理高含氮天然氣的方案之一。

由于塔河油田前期注氮開采采用空氣變壓吸附制氮工藝，故采出的天然氣中含有一定量的氧，在高溫高壓下，氧易引起天然氣燃燒或爆炸。國內一些學者針對注氣安全性進行了研究，許艷艷[2]、祁麗莎[3]、吉亞娟[4]等的研究表明，即使在氧含量非常低(<1 mg/L)的情況下，氧的存在也會造成注氣井嚴重腐蝕，并且注氣井中腐蝕速率隨著溫度和壓力的上升急劇增加。張利明等[5]發現，在高溫高壓下，采出氣中氧的摩爾分數應低于8%。張林偉[6]的理論分析表明，甲烷用氮氣稀釋時的氧含量安全限值為9.5%(y)。王磊[7]的實驗研究表明，較低溫度能加快氧對注氣井的腐蝕速率。目前，注氣安全性研究主要是以空氣或純氮氣驅替為主，對含氮天然氣回注研究較少。

本研究以塔河油田含氮天然氣為研究對象，從含氮天然氣對注氣井腐蝕速率、含氮天然氣爆炸極限和含氮天然氣中臨界氧含量等3個方面討論了含氮天然氣回注的安全性，并對比了含氮天然氣回注工藝和目前塔河油田采用的變壓吸附制氮注氮工藝，進一步討論了其運行工藝的經濟性。

1 含氮天然氣中氧含量對腐蝕速率的影響

目前，塔河油田注氮開采的氮氣主要通過分離空氣得到，分離后氮氣中含有體積分數為2%～5%的氧，注氮氣所帶入的氧遠高于溶解的氧。由于注氣井處于潮濕的環境下，注氣過程將發生腐蝕，潛在腐蝕風險極高。

由于塔河油田未進行溶解氧對注氣井腐蝕速率影響的實驗研究，根據張大娜等[8]針對河南油田油井產出液及聯合站回注污水曝氧除硫后殘余氧對腐蝕速率的影響研究(見表1)，擬合出氧含量與腐蝕速率的對應關系曲線(見圖1)。

表1 不同溶解氧含量下的注氣井腐蝕速率Table 1 Experimental values of corrosion rate of gas injection wells under different dissolved oxygen contentsρ(溶解氧)/(mg·L-1)腐蝕速率/(mm·a-1)0.050.050.200.080.500.160.800.191.200.781.500.83

由圖1可知，注氣井腐蝕速率隨溶解氧含量的增加而增加：當ρ(溶解氧)低于0.2 mg/L時，腐蝕不嚴重；當ρ(溶解氧)達到0.5 mg/L以上，腐蝕比較嚴重。塔河油田含氮天然氣中氧的平均體積分數約為0.25%，直接回注后使得溶解氧質量濃度在0.1 mg/L以下，最大腐蝕速率小于0.076 mm/a。因此，認為含氮天然氣中氧含量對注氣井的腐蝕很小，回注是安全的。

2 含氮天然氣對碳氫化合物爆炸極限的影響

隨著注氣開采進一步的深入，塔河油田天然氣氮含量會越來越高，而注氣過程中攜帶的氧增加了爆炸風險。目前，針對天然氣爆炸特性研究結果表明，天然氣中可燃氣體組分、惰性氣體組分、溫度和壓力等因素對天然氣爆炸特性，特別是對爆炸極限影響顯著[4,9]。氮氣是不可燃燒爆炸氣體，氮氣的存在會影響碳氫化合物的爆炸極限，對爆炸具有一定的抑制作用。不含氮天然氣的爆炸極限計算方法如式(1)[10]：

(1)

式中：L混為常壓下不含氮天然氣爆炸極限，%；L1、L2、…、Ln為各烴類純組分爆炸極限，常見烴類爆炸極限理論計算值見表2；V1、V2、…、Vn為各烴類純組分體積分數，%。

表2 爆炸極限理論計算值%Table 2 Theoretical calculation values for the explosion limit爆炸極限CH4C2H6C3H8C4H10C2H4C3H6C4H8C5H10下限5.03.02.11.63.12.01.61.4上限15.012.59.58.532.011.110.08.7

根據天然氣含有不可燃組分時爆炸極限校正公式[11]，天然氣含氮時爆炸極限計算方法如式(2)：

(2)

式中：L′為常壓下含氮天然氣的爆炸極限，%；L混為按式(1)計算的天然氣爆炸極限，%；y0為氮氣體積分數，%。

壓力、溫度對爆炸極限的影響按式(3)計算[12]：

L=[L′+20.6(lgp+1)][1+8×10-4(t-25)]

(3)

式中：L為壓力p、溫度t的爆炸極限，%；L′為常壓(p=0.1 MPa)、t=25 ℃ 時的爆炸上限，%。

針對塔河油田天然氣，分別得到常壓下和注氣壓力40 MPa時含氮天然氣爆炸極限隨氮含量變化圖(見圖2、圖3)。

由圖2和圖3可知：在常壓下，天然氣不含氮時的爆炸極限約為5%～13%；在40 MPa的注氣壓力下，天然氣不含氮時爆炸極限范圍約為64.0%～72.3%。隨著氮氣含量的增加，天然氣中不可燃組分比例增大，爆炸上限與爆炸下限急劇下降，同時爆炸極限范圍迅速縮小。在40 MPa的注氣壓力下，當天然氣中氮氣體積分數達約40%時，爆炸極限范圍為60.9%～61.0%，爆炸極限范圍極小(小于0.1%)，爆炸上限約等于爆炸下限，因此注氣時爆炸可能性極小。

3 含氮天然氣中臨界氧比例分析

臨界氧比例是氧與回注含氮天然氣的摩爾分數之比，指當給以足夠能量能使某一含量天然氣剛好不發生爆炸的最高氧含量，即為爆炸臨界點。國內學者研究認為[1,5-6]，驅替時的臨界氧比例應小于10%，且對多數石油類烷烴而言，理論臨界氧比例為12%。但塔河油田天然氣氮含量較高，需分析氮氣對天然氣中臨界氧比例的影響規律。

含氮天然氣與氧發生完全燃燒時，化學反應如式(Ⅰ)：

(Ⅰ)

式中：n為碳的原子數；m為氫的原子數；λ為氧的原子數。

含氮天然氣體積分數為爆炸下限時，臨界氧比例計算如式(4)：

(4)

式中：C(O2)為含氮天然氣中理論臨界氧比例，%；L為含氮天然氣的爆炸下限，%；N為每摩爾含氮天然氣完全燃燒時所需要的氧分子個數。

由此可以計算出不同氮含量下天然氣中臨界氧比例，如圖4所示。

由圖4可知，隨著天然氣中氮氣體積分數由0%上升至80%，其臨界氧比例有所下降，塔河油田含氮天然氣中臨界氧比例為116%～127%。但塔河油田含氮天然氣中氧體積分數平均值僅為0.25%，遠低于臨界氧比例。因此，由臨界氧比例分析可知，回注塔河油田的含氮天然氣是安全的。

4 含氮天然氣回注經濟性分析

塔河油田注氮開采具有單井注氣規模小、注氣周期短的特點。目前，地面注氮采用變壓吸附制氮注氮工藝的撬裝設備，本研究主要對含氮天然氣回注工藝與變壓吸附制氮注氮工藝在運行能耗方面進行經濟對比。

4.1 含氮天然氣回注工藝

單井注氣量為6×104m3/d，進氣壓力為0.6 MPa，注氣壓力為40 MPa，階段注氣時間為30～40天，注氣年限為3年。含氮天然氣回注工藝流程如圖5所示，主要設備選型如表3所列。

4.2 變壓吸附制氮注氮工藝

單井注氣量為6×104m3/d，注氣壓力為40 MPa，階段注氣時間為30～40天，注氣年限為3年。變壓吸附制氮注氮工藝流程如圖6所示，主要設備選型如表4所列。

表3 含氮天然氣回注工藝設備表Table 3 Equipment of nitrogen-containing natural gas reinjection process 工程內容數量單位備注(單座橇塊)注氣增壓橇2座往復式電驅壓縮機:Q=1250 m3/h,p=40 MPa;功率P=250 kW;配套空冷系統

表4 變壓吸附制氮注氮工藝設備表Table 4 Nitrogen injection process equipment of pressure swing adsorption工程內容數量單位備注(單座橇塊)空氣壓縮橇2座電驅噴油螺桿空氣壓縮機組:空氣壓縮機2臺,每臺Q=34.5 m3/min、p≥0.8 MPa、功率P=220 kW空氣凈化橇2座高效除油器、冷凍式冷干機、精密過濾器、活性炭過濾器變壓吸附制氮橇2座制氮機:Q=1250 m3/h、p≥0.6 MPa;配套氮氣緩沖裝置注氮增壓橇2座往復式電驅壓縮機:Q=1250 m3/h、p≥40 MPa、功率P=250 kW;配套空冷系統

4.3 工藝能耗對比

主要耗電設備為空氣壓縮機、冷干機、注氣壓縮機及其他機泵設備等。變壓吸附制氮注氮工藝和含氮天然氣回注工藝能耗見表5。

表5 注氣能耗對比表Table 5 Energy consumption comparison of gas injection變壓吸附制氮注氮工藝(設備用電1410 kW)項目年消耗量/(kW·h)燃料低熱值(或耗能指標)/(kJ·(kW·h)-1)年能耗/108 kJ電1128×10410 8901228含氮天然氣回注工藝(設備用電520 kW)項目年消耗量/(kW·h)燃料低熱值(或耗能指標)/(kJ·(kW·h)-1)年能耗108 kJ電416×10410 890453

由表5可知，在單井注氣量為6×104m3/d，注氣壓力為40 MPa條件下，含氮天然氣回注工藝能耗僅為變壓吸附制氮注氮工藝能耗的37%，含氮天然氣回注工藝經濟性更好。

5 結論

(1) 隨著含氮天然氣中氧含量的升高，注氣井腐蝕速率逐漸增加，塔河油田含氮天然氣中氧的體積分數平均值為0.25%，回注后引起的最大腐蝕速率小于0.076 mm/a，腐蝕風險較小，含氮天然氣回注比較安全。

(2) 隨著天然氣中氮含量的上升，含氮天然氣爆炸極限范圍迅速縮小，在40 MPa的注氣壓力下，天然氣中氮氣體積分數達到40%以上時，其爆炸極限范圍已小于0.1%，爆炸可能性極小，含氮天然氣回注比較安全。

(3) 隨著天然氣中氮含量的上升，含氮天然氣中臨界氧比例有所下降。但塔河油田含氮天然氣中氧的體積分數僅為0.25%，遠低于不同氮含量下的最低臨界氧比例116%，表明在該區域回注含氮天然氣是安全的。

(4) 塔河油田采用含氮天然氣回注工藝所需能耗僅為變壓吸附制氮注氮工藝的37%，具有更好的經濟性。

(5) 隨著油氣資源開發進入中后期，油田普遍采用注氣工藝來提高采收率，與變壓吸附制氮工藝相比，含氮天然氣回注工藝應用于塔河油田具有更好的安全性和經濟性，同時為我國油田注氣開采工藝提供新的經驗與思路。